3. Через 2-3 часа пребывания манометра на забое его поднимают на поверхность и извлекают бланк записи изменения забойного давления во времени.

Графические методы изображения результатов исследования.

На кривой, записанной манометром (рис.6.2), выделяются следующие характерные точки и линии. Линия АВ отвечает нарастанию давления при спуске манометра в скважину. Линия ВС показывает забойное давление в скважине перед остановкой. Точка С соответствует остановке скважины. Линия СД характеризует изменение давления на забое скважины после прекращения в ней отбора. Расстояние от оси времени до точки Д определяет пластовое давление. Линия ДЕ показывает изменение давления при подъеме манометра.




Рис. 6.2. Характерная кривая записи скважинным манометром изменения давления на забое скважин




Рис. 6.3. Кривая восстановления забойного давления
Так как экспериментальная кривая, снятая скважинным манометром, вычерчена в системе координат P-t, а теоретическое решение неустановившегося течения определяется зависимостью изменения давления от логарифма времени, полученную кривую перестраивают в новую систему координат P-lgt. Полученная кривая на этом графике носит название кривая восстановления забойного давления.

Зависимость неустановившегося режима фильтрации описывается уравнением:

(6.6)
где Q - дебит скважины перед остановкой, - приведенный радиус скважины, - пьезопроводность пласта.

Обработка результатов исследования.

Для определения входящих в уравнение 6.6 гидродинамических параметров формулу записывают в виде:

(6.7)

где

---

(6.8)

(6.9)

Эта формула отражает уравнение прямой линии в полулогарифмических координатах P-lgt, наклоненной к оси абсцисс под углом а и отсекающий на оси ординат отрезок А (рис. 6.3). Коэффициент i равен тангенсу угла а и называется уклоном прямой. Для нахождения i на полученной прямой на рис. 6.3 выбирают две любые точки, находят их координаты и рассчитывают i по формуле:

(6.10)

Дальше вычисляют:

гидропроводность

(6.11)

проницаемость

(6.12)

коэффициент подвижности

(6.13)

где m - коэффициент пористости; и - коэффициенты сжимаемости и породы.

Приведенный радиус скважины

(6.15)

---

18) Технологии управления продуктивностью скважин.

Среди многочисленных методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗП не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скв. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЗП вопрос подбора скв.является принципиальным. При этом обработки,даже эффективные, проводимые в отдельных скв.,могут не дать существенного положительного эф-та в целом по залежи или месторождению как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиций повышения коэффициента конечной нефтеотдачи.

Методы интенсификации притока и приемистости Гидрогазодинамические

1 ГРП

2. Гидропескоструйная перфорация (ГПП)

3. Создание многократных депрессий спец.устройствами для очистки скв.

4. Волновое или вибрационное возд-е

5. Имплозионное возд.

6. Декомпрессионная обработка

7. Щелевая разгрузка

8. Кавитационно-волновое возд. Физико-химические

1. Кислотные обработки (соляной,серной,плавиковой кислотой)

2. Возд. Растворителями(толуол,бензол,ацетонметиловый спирт)

3. Обработка растворами ПАВ(сульфанол)

4. Обработка ПЗС ингибиторами солеотложений

5. Обр-ка ПЗС гидрофобизаторами

Термические

1. Электропрогрев (стационарный,циклический)

2. Паротепловые обработки скв.

3. Прокачки горяч. Нефти

4 .Импульсно-дозированное тепловое возд.

Комбинированные

1. Термокислот. Обр-ка

2. Термогазохимич. Возд.

3. Гидрокислот.разрыв пласта

4. Направленное кислот возд.в сочетании с ГПП

5. Повтор. Перфорация в спец.растворах кислоты,ПАВ

6. Термоакустич возд.

7. Электрогидравлич.возд.

8. Внутрипластовое окисление легких углеводородов

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения вследствие взаимодействия долота с напряженными горными породами, а также с процессом вторичного вскрытия (перфорации). Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и ≪расклинивает≫ их, а также формирует новые трещины.

---

Еслиприэтомввестивобразовавшиесяилирасширившиесятрещинызакрепляющийматериал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются.

Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:

• Подготовка скважины — исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.

• Промывка скважины — скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов.

При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).

• Закачка жидкости разрыва. Жидкость разрыва — тот рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

• Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную по отношению к наполнителю функцию.

Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающаяспособностьи

низкая фильтруемость.

• Закачка продавочной жидкости. Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины.

• После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением. Время выстойки скважины под давлением должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно за- фиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится изтрещин в скважину.

• Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Следует подчеркнуть, что проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.

---

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗС

Известно много методов кислотноговоздействия, которые основаны на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Применение таких кислот связано с:

1. Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2. Обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3. Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4. Растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

— Обычная СКО.

— Кислотная ванна.

— СКО под давлением.

— Поинтервальная или ступенчатая СКО

ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

Термокислотная обработка предназначена для повышения эффективности кислотных обработок карбонатных коллекторов, когда в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне отлагаются асфальто-смоло-парафиновые (АСП) вещества, блокирующие карбонатную породу для нормальной реакции ее с кислотным раствором. Эффективной кислотная обработка будет только в том случае, если предварительно удалить с поверхности карбонатной породы асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Удаление АСПО возможно в процессе промывки после их расплавления.

Расплавление АСПО достигается за счет экзотермической реакции взаимодействиясоляно-кислотного раствора НС1 с магнием или его сплавами и др.

ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот. Терригенные коллекторы содержат, как правило, малое количество карбонатов, изменяющееся, в среднем, от 1 до 5% по массе. Основная масса таких коллекторов представлена силикатными веществами (кварц) и алюмосиликатами (каолин). Известно, что силикатные вещества практически не взаимодействуют с соляной кислотой, хотя хорошо растворяются в плавиковой (фтористо-водородной).Сущность глинокислотной обработки терригенных коллекторов и состоит в учете особенностей их строения. При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки.

---

Смотрите также файлы

• Отчет по производственной практике пм 01. Управление многоквартирным домом Курник в а.pptx

• В. А. Моцарт Симфония 40, gmoll.docx

• Программа среднего профессионального образования 40. 02. 01 Право и организация социального обеспечения Дисциплина Статистика.docx

• Что такое прогресс.odt

• Обязанности начальника караула по обеспечению требований безопасности при движении автомобиля.docx